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L’avenir de l’industrie du raffinage - Actes de la journée
d’études
Jean-Pierre Favennec, D. Babusiaux
To cite this version:
• - nationale supérieure
du pétrole et des moteurs
L'avenir de l'industrie du raffinage
Janvier 1995
Actes de la journée d'études organisée par J.P. Favennec et D. Babusiaux
Centre Économie et Gestion
L'avenir de l'industrie du raffinage
Janvier 1995
Actes de la journée d'études organisée par J.P. Favennec
et D.
BabusiauxCahiers du CEG - n° 22
ENSPM • Centre Économie et Gestion
228-232, avenue Napoléon Bonaparte, Boîte postale 311 92506 RUEIL-MALMAISON CEDEX.
•
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La collection "Cahiers du CEG" est un recueil des travaux réalisés au Centre Économie et Gestion de l'ENSPM, Institut Français du Pétrole. Elle a été mise en place pour permettre la diffusion de ces travaux, parfois sous une forme encore provisoire, afin de susciter des échanges de points de vue sur les sujets abordés.
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The opinions defended in the papers published are the author(s) sole responsability and don't necessarily reflect the views of the IFP or ENSPM.
Le présent recueil rassemble le texte des conférences prononcées lors de la journée d'études sur "l'avenir de l'industrie du raffinage" organisée le 9 juin 1994 par le Centre Économie et Gestion.
SOMMAIRE
• Introduction ... ... ... ... ... ... 1 D. Babusiaux - ENSPM
· Situation et perspectives du raffinage ... 11 J.P. Favennec - ENSPM-F.I.
• Impact des contraintes d'environnement, qualités des produits et
émissions des raffineries ... 41 P. Guérard - ELF
• L'avenir de l'industrie du raffinage, possibilités des nouvelles
technologies .... ... ... ... ... ... 81 E. Freund - IFP
- L'industrie du raffinage aux USA, quels enseignements pour l'Europe ? ... 125 P. Obe-ESSO
- Le raffinage dans le Sud-Est asiatique ... 151 D. O'Brien - USAEE
- L'avenir de l'industrie du raffinage ... 181
Î'
Introduction
I
D. BABUSIAUX - ENSPM(Directeur du Centre Économie et Gestion)
L'objectif de l'industrie du raffinage est naturellement de répondre à la demande en produits finis pétroliers.
Le premier facteur qui conditionne l'activité de l'industrie est donc l'évolution des volumes à traiter. On peut dans un premier temps rappeler que les consommations de produits pétroliers ont diminué entre 1980 et 1986 à
la suite de l'augmentation des prix (chocs pétroliers) et du ralentissement de la croissance économique (figure 1). Les raffineurs ont dü réduire leurs capacités de traitement, celles-ci sont ainsi passées de 4,1 milliards de tonnes en 1980 à
3,6 milliards de tonnes en 1986. Les réductions les plus importantes ont eu lieu en Europe (· 300 Mt) et en Amérique du Nord (- 170 Mt) (figures 2 et 3).
Le deuxième facteur important est relatif à la structure des consommations. La
diminution des volumes s'est en effet accompagnée d'un "allégement du baril" des produits pétroliers. Les produits à faible valeur ajoutée voyaient leur consommation sensiblement diminuer tandis que les produits légers continuaient leur progression (figures 4 et 5). C'est ainsi que la consommation de fuel lourd, qui représentait 31 % de la demande totale de produits pétroliers en 1972, est passée à 19 % en 1992 tandis que le gas-oil voyait sa part passer de 28 à 35 %. Cette évolution a entraîné des investissements en capacités d'unités de craquage, le taux de conversion (en équivalent craquage catalytique) étant passé en Europe de 5 % à 28 %.
Parallèlement les soucis de protection de l'environnement ont conduit à des spécifications plus sévères (augmentation de la production d'essence sans plomb, diminution de la teneur en soufre des gas-oils, etc.). La diminution des volumes s'est, en résumé, accompagnée d'une augmentation de la valeur ajoutée ce qui fait apparaître de nouvelles formes de compétition entre les opérateurs. C'est à J.P. Favennec (Centre Économie et Gestion, ENSPM) qu'il reviendra de compléter ce panorama et, en particulier, de donner des indications sur l'évolution des coüts et des marges.
L'avenir de l'industrie du raffinage
sociétés de raffinage opérant en France ont fait apparaître des pertes de 40 M.F. (résultats courants hors effet stock). Pendant la même période, toujours très grossièrement, elles ont effectué des investissements pour un montant à peu près équivalent d'une quarantaine de M.F. L'étude de
J.L.
Karnikl a montré que, toujours schématiquement, ces investissements ont été financés par la réalisation des stocks rendue possible par la baisse des volumes traités sur la période. Il est bien clair que l'on ne pourra pas compter dans l'avenir sur de tels financements. Par ailleurs, il est bien peu probable que les groupes pétroliers qui se sont partiellement "dé-intégrés" envisagent un financement sur longue période en provenance des activités d'autres secteurs. C'est à J.C. Company, Directeur Raffinage Europe, TOTAL et à P. Guérard, Chef de la Division Stratégie, ELF Raffinage Distribution, que sera posée la question des besoins (et de leur rentabilité) nécessaires en investissements dans le futur pour améliorer encore la capacité de conversion et pour continuer dans la voie de l'amélioration de la qualité des produits finis et de la protection de l'environnement.Lorsqu'on regarde les analyses effectuées dans la presse spécialisée sur les différents salons de l'automobile, combien de fois peut-on lire "pas grand chose de neuf cette année". Et pourtant, quelle différence de confort, de consommation, de sécurité, etc. entre la voiture que nous achetons aujourd'hui et celle que nous achetions il y a 10, 20 ou 30 ans. Dans le domaine du raffinage, n'en est-il pas ainsi ? C'est E. Freund, Directeur de !'Objectif Raffinage-Pétrochimie, IFP qui présentera l'évolution des techniques et des procédés qui permettront de répondre aux évolutions qui viennent d'être évoquées.
Ces quatre premiers intervenants vont surtout nous parler de la situation européenne, mais l'industrie pétrolière est, bien entendu, une industrie mondiale et il n'est pas possible de consacrer une journée d'études à l'avenir du raffinage sans une analyse de la situation et des _perspectives dans les autres régions du monde. Les capacités de raffinage aux Etats·Unis représentent 23 % des capacités mondiales. La structure de leur consommation est depuis toujours plus contraignante que celle des pays européens du fait de la très forte demande en essences auto (43 % de la demande) et les nouvelles normes d'essence reformulée, pour répondre aux exigences du "Clean Air Act", conduisent à de nouvelles évolutions. L'expérience américaine sera ainsi riche d'enseignement pour les autres pays. C'est P. Obé (Directeur Planning et Coordination, ESSO France) qui la présentera.
Enfin, il est inutile d'insister sur le potentiel de croissance de la zone Asie-Pacifique. On peut penser que la demande en produits pétroliers continuera d'y augmenter à un rythme de 30 à 40 Mt/an, ce qui peut conduire à une capacité de raffinage de 1 000 Mt/an au début des années 2 000 contre 700 Mt/an aujourd'hui.
La
possibilité pour l'industrie du raffinage de répondre ou non à l'accroissement des besoins de cette zone peut avoir des incidences1 Résultats financiers des sociétés de raffinage-distribution en France 1978-1989.
L'avenir de l'industrie du raffinage
majeures sur le commerce mondial des produits pétroliers. L'analyse correspondante sera réalisée par Dennis O'Brien, Président de l'Association for Energy Economies de l'Amérique du Nord (par ailleurs "chief economist" de
Cal tex).
Enfin, Jean-Claude Montanier (BP Europe), à partir de l'expérience de son groupe dans le secteur du raffinage, nous présentera ses propres perspectives sur l'avenir de notre industrie.
CONSOMMATION
MONDIALE DE PETROLE
enGtep3
2
1
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1970
1975
Source: BP Statistîcal Review Juin 94
1980
1985
© CEG-IFP. Août 94
1990
1993
4500 4000 3500 3000 2 500 2000 1 500 ! 000 500 0
EVOLUTION
MONDIALE DES CAPACITES DE RAFFINAGE
Capacité en millions de tonnes
I
anTOTAL MONDIAL
616263 64 65 66 67 68 69 70717273 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 919293 94
CAPACITES de RAFFINAGE
et CONSOMMATION de PETROLE MONDIALES
4500 Mt/an 4 000
Capacité de
3 500raffinage
3000 2500 2000 1500 1000 500 0.1--.-~~ ... _,...,.-,-,~...-... ...-.-... ...,...,. ... ...,...;m
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ff ~ ~ "Source : d'après Oil & Gas Journal et BP Statistkal Review.
CAPACITES de RAFFINAGE et BRUT TRAITE
1200Mt
U.S.A.
l 200 · MtEurope de l'Ouest
Capacité de
Capacité de
1000 ~raffinage
raffinage
(1) 800 600 600 400Brut traité
400Brut traité
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200j
(1) y.c. ex-RDA depms 1990.
o.
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75 77n
81 83 85 87 89 91 93 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91Source : d'après CPDP © CEG-IFP. Décembre 1994
1973
DEMANDE INTERIEURE
Cas Européen en
%
1990
2000
R. simple
R. conv.
brut moyen
33/34
°
API
Source: d'après Dept. Eco/lFP - XVè1ne congrès 1nondial du pétrole
L'avenir de l'industrie du raffinage
SITUATION ET PERSPECTIVES DU RAFFINAGE J.F. FAVENNEC • ENSPM·FI
(Adjoint au Directeur du Centre Économie et Gestion pour la Formation Permanente)
l · Introduction
L'utilisation du pétrole remonte aux temps les plus anciens. Le roi mésopotamien SARGON fait référence au bitume dans les textes cunéiformes qui nous sont parvenus. Plus près de nous, au début de l'ère industrielle, ce sont les qualités lubrifiantes du pétrole qui seront recherchées.
Mais l'industrie du raffinage est réellement née en 1863 avec la construction de la première unité de distillation à Boston aux États·Unis. Certes cette unité n'a rien à voir avec les raffineries que nous connaissons aujourd'hui. Elle permet d'extraire du brut le pétrole lampant seul produit consommé à
l'époque. Peu de temps après, l'apparition de l'automobile entraîne un rapide développement de la consommation d'essences et de gazole. L'industrie du raffinage prend son essor et à la veille de la deuxième guerre mondiale, la capacité de distillation atteint 364 MT/ an dans le monde dont les 2/3 aux États-Unis et seulement 4 % (16 MT /an) en Europe. En 1994 elle est dix fois supérieure.
2 • Les besoins en pétrole
Tout le pétrole est, à l'exception de quelques cas d'utilisation directe ·au Japon par exemple pour la production d'électricité- entièrement consommé sous forme de produits. C'est pourquoi nous examinerons d'abord les besoins en pétrole ·qui conditionnent les capacités de raffinage- et les réserves dont nous disposons.
La consommation de pétrole dans le monde est de l'ordre de 3 100 millions de tonnes par an. Le pétrole reste la principale source d'énergie commerciale et couvre environ 39 % des besoins.
La consommation d'énergie dans son ensemble dépend surtout de la croissance économique et des prix. Cette consommation a fortement augmenté après la deuxième guerre mondiale : de 1950 à 1980 elle a été multipliée par 4. Au début des années 80, à la suite du second choc pétrolier et de la forte augmentation du prix du brut, la consommation d'énergie a légèrement régressé avant de croître à nouveau de 1986 à 1990.
L'avenir de l'industrie du raffinage
La stagnation de la demande depuis 1990 résulte de la conjonction de plusieurs facteurs :
- forte hausse de la demande d'énergie dans les pays du Sud Est Asiatique qui se caractérisent par des taux de croissance économique particulièrement impressionnants souvent supérieurs à 10 % par an,
- récession économique en Europe de l'Ouest où. la consommation d'énergie est restée stable,
• enfin, et surtout, forte baisse de la demande d'énergie dans les pays de l'Europe de l'Est.
Un retour à la croissance économique aussi bien en Europe de l'Ouest que -peut être à plus longue échéance- en Europe de l'Est et principalement en Russie, signifierait une demande à nouveau accrue d'énergie qui pourrait être de l'ordre de 10 milliards de tonnes d'équivalent pétrole (TEP) en 2000 et de 12 ou 13 milliards de Tep en 2020.
La part du pétrole qui couvrait 45 % des besoins mondiaux en énergie en 1980 et 39 % en 1990 continuera à décroître pour se situer vers 35 % au début du prochain siècle. Mais en valeur absolue la consommation de pétrole continuera à augmenter. L'augmentation devrait être de l'ordre de 25 à 50 millions de tonnes par an (environ 1 % de croissance annuelle) et provenir pour l'essentiel de l'Asie et de l'Amérique du Sud. La demande de pétrole dans le monde pourrait donc se situer à environ 3.7 milliards de tonnes par an en 2000 puis nettement dépasser 4 milliards de tonnes au début du XXlème siècle.
3 • Demande et réserves
La demande de pétrole est appelée à croître, mais les réserves dont nous disposons permettront-elles de faire face à cette demande ?
En 1994, les réserves assurées de pétrole sont de l'ordre de 135 milliards de tonnes soit environ 45 années de consommation au niveau actuel. Mais on peut très légitimement supposer que nous disposerons de pétrole au-delà du milieu du siècle prochain :
- les réserves de pétrole conventionnel à découvrir représentent de 70 à 85 milliards de tonnes,
- une amélioration des techniques de récupération permettra sans doute de disposer de 100 milliards de tonnes supplémentaires,
• enfin, les gisements de pétrole lourd du Venezuela et des sables asphaltiques du Canada recèlent des réserves de plusieurs centaines de
L'avenir de l'industrie du raffinage
milliards de tonnes d'hydrocarbures dont environ 80 seraient économiquement récupérables.
4 • Évolution des capacités de raffinage
Les capacités de raffinage, mesurées par les capacités de distillation atmosphérique, sont passées d'un peu plus de 1 milliard de tonnes par an en 1950 à plus de 4 milliards de tonnes par an en 1980. Elles ont été réduites
à moins de 3.60 milliards de tonnes en 1986, à la suite du second choc pétrolier. Après la chute du prix du pétrole, les capacités ont à nouveau très légèrement progressé de 1987 à 1991. Elles sont actuellement de l'ordre de 3,64 milliards de tonnes par an.
L'Amérique du Nord, avec 848 millions de tonnes reste la principale zone de raffinage dans le monde. Les États-Unis, avec 754 millions de tonnes, possèdent 90 % des capacités de cette zone.
L'Europe de l'Ouest, avec 709 millions de tonnes reste une zone de raffinage importante, malgré les réductions très fortes de capacités effectuées au début des années 80. L'Union Européenne avec 610 millions de tonnes y domine largement.
Les capacités en Europe de l'Est sont de l'ordre de 640 millions de tonnes, dont près de 500 millions dans l'ex-URSS. La Russie à elle seule a une capacité de 320 millions de tonnes. Cependant, dans l'ex-URSS et en particulier en Russie, ces chiffres ne doivent pas faire illusion : les installations sont en moyenne anciennes, peu sophistiquées et actuellement très sous utilisées.
En Asie (du Pakistan au Japon, et en incluant l'Australie et la Nouvelle Zélande) les capacités sont de l'ordre de 680 millions de tonnes par an. Le Japon dispose des capacités les plus importantes (240 millions de tonnes). Cette région deviendra très probablement dans les prochaines années la principale zone de raffinage en raison de la croissance économique, très forte, qui se nourrit d'une importante consommation de produits pétroliers. L'utilisation de produits pétroliers est d'autant plus importante que les autres ressources énergétiques sont limitées.
L'Amérique Latine possède 374 millions de tonnes de capacités de raffinage. Des capacités importantes sont localisées dans les Caraibes et au Venezuela : elles sont souvent orientées vers l'exportation et les États-Unis sont un débouché privilégié pour les raffineries de cette sous région.
Le Moyen-Orient, avec une capacité de l'ordre de 250 millions de tonnes, a vu également croître ses capacités de distillation, malgré les destructions des conflits Iran-Irak et lrak-Koweit en partie d'ailleurs réparées.
L'avenir de l'industrie du raffinage
Enfin l'Afrique, à l'exception de l'Afrique du Nord, ne dispose que de capacités limitées, destinées pour l'essentiel à l'alimentation des marchés locaux.
Au total, il existe actuellement dans le monde un peu plus de 700 raffineries. La capacité moyenne d'une raffinerie est donc de l'ordre de 100000 b/j soit 5 MT/an. Les plus grandes raffineries atteignent près de 600 000 b / j (30 MT/ an) (Venezuela • Amuay ; Iles Vierges ; Arabie Séoudite
-Ras Tanura ; Corée et ex-URSS}. En fait dans le monde seules une trentaine de raffineries dépassent 300 000 b/j de capacité (15 MT/an). Un tiers de ces raffineries sont localisées dans l'ex-URSS. A l'inverse de nombreuses petites raffineries ( < lMT / an) subsistent d'une part dans,les pays producteurs, à
proximité de champs de pétrole ·c'est le cas des Etats-Unis où plus de 40
raffineries de ce type existent· d'autre part dans des pays où la consommation est faible.
5 - Capacités et taux de marche
Les capacités de distillation ont subi, comme nous l'avons mentionné, d'importantes réductions au début des années 80, aux États-Unis et en Europe. Entre la fin des années 70 et le milieu des années 80, plus de 300 MT/ an de capacité de distillation ont été fermées en Europe de l'Ouest et plus de 200 MT/an aux États-Unis.
Ces fermetures étaient la conséquence inéluctable d'une forte contraction de la demande de produits, conséquence du second choc pétrolier de 1979-1980 qui avait vu le prix du pétrole passer de 12 à plus de 30 $/bl. Parallèlement, des marges de raffinage étaient au début des années 80 à un niveau historiquement bas. Or la baisse de la demande signifiait également une diminution des taux d'utilisation des capacités de raffinage, donc des coüts à
la tonne traitée en hausse du fait de l'importance des frais fixes.
Les fermetures décidées avaient donc pour objectif un meilleur équilibre offre-demande et pour corollaire une amélioration des taux de marche. Cet objectif est en 1994 largement atteint : le taux d'utilisation (rapport entre la quantité de brut traitée et la capacité de distillation) qui était en moyenne de 70 % en 1982 a atteint 84 % en 1992 dans le monde. Ce taux était supérieur -toujours en 1992- à 86 % aux États-Unis et à 92 % en Europe de l'Ouest. Cette amélioration des taux d'utilisation est bien entendu la conséquence des réductions de capacité, mais également d'une certaine reprise de la consommation à partir de 1986, année de la chute du prix du pétrole.
6 • Évolution de la demande par produits. Structure du raffinage
L'utilisation des capacités de distillation atmosphérique pour décrire les raffineries ne donne qu'une idée imparfaite de la situation du raffinage zone par zone.
L'avenir de l'industrie du raffinage
On distingue en général :
- les raffineries simples équipées d'une colonne de distillation atmosphé-rique et en général d'une unité de reformage catalytique (pour fabatmosphé-riquer des composants essence à haut indice d'octane) et d'unités d'hydrodé-sulfuration de distillats moyens,
- les raffineries complexes équipées en outre d'unités de conversion clas-sique type FCC (craquage catalytique), hydrocraquage ou viscoréducteur, - les raffineries ultra complexes c'est-à-dire des raffineries comportant des
installations de conversion classique et des unités de conversion profonde, capables de traiter directement tous les résidus atmosphériques ou sous vide, en les transformant en produits légers.
Les consommations des différents produits pétroliers ont évolué de manière très contrastée depuis 20 ans. La forte augmentation des prix du pétrole en 1973 puis en 1979-1980 a provoqué une chute de la demande de fioul lourd dans les pays industrialisés. Le fioul lourd a été remplacé par du charbon et du gaz dans de nombreuses industries et pour la production d'électricité. Le nucléaire a également pris une part très forte dans le secteur électrique. En France, 15 millions de tonnes de fioul étaient brl1lées en 1973 dans les centrales électriques alors qu'en 1993 la consommation d'EDF était inférieure à 2 MT. Le nucléaire couvre désormais plus de 75 % de la production française d'électricité. Cette même tendance se retrouve, à un degré moindre, dans d'autres pays industriels.
Dans le secteur du chauffage des locaux, le fioul domestique a également été largement remplacé par le gaz et par l'électricité.
Par contre, la consommation des autres produits pétroliers : essences auto, gazole moteur, carburéacteur, produits non énergétiques : huiles, bitumes, charges pétrochimiques a continué à progresser au cours des 20 dernières années. On estime d'ailleurs que la part de produits pétroliers non substituables par d'autres sources d'énergie continuera à croître dans les prochaines années. De l'ordre de 60 % en 1990, elle pourrait atteindre plus de 70 % en 2000 et plus de 80 % vers 2030.
Au total, au niveau mondial, la demande de produits légers représente aujourd'hui 29 % de la demande totale de pétrole, celle de distillats (carburéacteur, gazole et fioul domestique) 35 % et celle de fioul 19 % seulement. La part du fioul est encore inférieure à ce dernier chiffre en Amérique du Nord et en Europe de l'Ouest.
L'accroissement de la demande de produits légers et moyens au détriment de la demande de fioul a entraîné autour des années 80 la construction de nombreuses unités de conversion, capables de transformer les fractions lourdes de distillation en fractions plus légères, composantes essences ou distillat. La plupart des unités construites ont été du type FCC (craquage catalytique en lit fluide) ces unités présentant le double avantage d'un
L'avenir de l'industrie du t'affinage
rendement élevé en essences et d'un coût relativement modéré lorsqu'on le compare à celui d'un hydrocraqueur. Le taux de conversion, mesuré par la somme pondérée des capacités de conversion d'une raffinerie ramenée à la capacité de distillation atmosphérique a crû. dans toutes les régions du monde.
Le développement de la conversion a été particulièrement net en Europe de l'Ouest où le taux de conversion est passé de 6 % en 1975 à 28 % en 1993. En 1977, Europe occidentale disposait de 143 raffineries, mais seules un tiers d'entre elles disposaient de PCC. En 1993 deux tiers des 100 raffineries restantes sont désormais équipées de FCC. Des évolutions similaires ont été observées dans les autres régions du monde.
L'industrie du raffinage aux États·Unis se caractérise par un taux de conversion particulièrement élevé (56 % en 1993). Traditionnellement, l'industrie américaine a du faire face à une demande très forte en essence auto. La demande américaine est de l'ordre de 340 millions de tonnes par an, soit 42 % de la demande totale de produits pétroliers aux États-Unis et 42 % de la demande totale en essences dans le monde. L'importance du parc auto, les fortes consommations unitaires des voitures aux États·Unis, l'équipement d'une partie du parc de véhicules utilitaires en moteurs à
essence expliquent la forte demande d'essences. A l'inverse les ressources abondantes en gaz et en charbon ont considérablement réduit le marché du fioul domestique et du fioul lourd. En conséquence les raffineries américaines ·ou du moins les plus importantes· sont équipées non seulement d'unités de FCC, mais également d'unités de cokéfaction. 80 % des unités de ce type sont localisées aux États·Unis.
7 • CoO.ts de raffinage. Marges de raffinage
L'investissement d'une raffinerie entièrement neuve dépend de sa taille, de sa complexité et de sa localisation. Bien que la prudence soit de rigueur dans ce domaine, on estime généralement qu'en 1994 une raffinerie de 160 000 b/j, équipée de craquage catalytique, viscoréduction, et unités d'essences, construite en Europe reviendrait environ à 1.5 milliard de dollars. Ce coû.t peut être nettement accru en cas de réglementations antipollution extrêmement sévères tant au niveau de l'environnement de la raffinerie qu'au niveau de la qualité des produits.
Les coûts de raffinage, hors coûts de matière première, sont pour l'essentiel les coûts fixes, frais de personnel, frais d'entretien, assurances, taxes etc. ainsi que les coûts liés au capital investi (amortissement et rémunération). Pour une raffinerie telle que celle définie ci-dessus, les coüts variables (catalyseurs, produits chimiques, consommables, coüt du fond de roulement) sont de l'ordre de 3 à 4 $ par tonne de brut traitée. Les frais fixes, hors coût du capital, sont de l'ordre de 100 à 120 millions de dollars, soit, en supposant un fonctionnement à pleine capacité, un coüt par tonne de brut traité de l'ordre de 12 à 15 $. Le coût du capital, pour une raffinerie
L'avenir de l'industrie du raffinage
entièrement neuve, est très élevé, de l'ordre de 200 millions de dollars par an, soit en supposant à nouveau un fonctionnement à pleine capacité, de l'ordre de 25 $ par tonne.
Au total, l'ensemble des coûts liés au traitement d'une tonne de brut (hors coüt de ce brut lui-même) serait donc dans une raffinerie neuve, supposée fonctionner à pleine capacité, de l'ordre de 40 $/tonne (cofüs variables, coûts fixes, coût du capital).
Les marges de raffinage ont été depuis au moins 15 ans, en moyenne très inférieures à ce chiffre. Très faibles au début des années 80, les marges se sont lentement redressées à partir de 1988 pour atteindre en 90·91 des niveaux relativement élevés (de 20 à 30 $/tonne). Ce redressement traduisait un rééquilibrage de l'offre et de la demande lié en particulier à la forte réduction des capacités de raffinage du début des années 80 et, à un degré moindre, à la reprise de la demande de la fin de ces mêmes années 80. Mais, même dans les périodes les plus favorables, les marges de raffinage n'ont pas atteint sur une période de plusieurs mois un niveau de l'ordre de 40 $/tonne. Si les sociétés pétrolières ont pu afficher des résultats positifs à la fin des années 80, c'est surtout parce que les coûts du raffinage européen sont nettement inférieurs à ce niveau. En effet, la plupart des raffineries en opération ont été construites avant le premier choc pétrolier. En France, la raffinerie la plus récente date du milieu des années 70. Les installations initiales sont donc largement amorties. Certes, des investissements nouveaux sont réalisés en permanence sur les sites de raffinage. Mais les charges de capital liées à ces investissements nouveaux sont très inférieures
à celles qui résulteraient de la construction d'une raffinerie nouvelle.
Au total, les coûts actuels de raffinage dans une raffinerie européenne classique sont de l'ordre de 3 dollars par baril, les marges sont du même ordre. Elles permettent donc de couvrir pour l'essentiel les coûts. Mais le problème du financement des investissements nouveaux se pose.
Tournons-nous vers l'avenir pour tenter de discerner les besoins d'investissements de notre industrie. Nous examinerons successivement les besoins de capacités de distillation nouvelles pour faire face à l'accroissement de la demande en valeur absolue, puis les besoins en capacité de conversion ou d'amélioration des produits pour faire face à
l'évolution de la structure de la demande et à la fabrication de produits de qualité sans cesse améliorée, enfin les besoins en équipements nouveaux pour respecter les contraintes d'environnement qui affectent les sites eux· mêmes.
8. Besoins en nouvelles raffineries
La consommation de pétrole devrJlit rester à peu près stable dans les pays occidentaux, en particulier aux Etats-Unis, en Europe Occidentale et au Japon. La construction de nouvelles raffineries dans ces zones est peu
L'avenir de l'industrie du raffinage
probable, d'autant plus que la rigueur des contraintes environnementales est un frein puissant. En Europe de l'Ouest, le seul projet est celui de la raffinerie de Leuna. La faiblesse des marges, qui, si elles se maintenaient dans l'avenir à leur niveau actuel, ne permettraient qu'une faible rentabilité du raffinage en Europe, explique les très longues négociations autour de ce projet.
Les projets nouveaux sont pour l'essentiel localisés en Asie : plus de la moitié des nouvelles capacités de distillation prévues se rencontrent sur ce continent. Des constructions substantielles sont également envisagées au Moyen·Orient et en Amérique Latine.
9. Investissements liés à l'évolution de la structure de la demande
Dans les pays en développement, la croissance de la demande en produits se portera surtout sur les carburants. La plupart des raffineries, nouvelles ou anciennes devront être équipées d'unités de conversion.
L'absence de construction de raffineries nouvelles aux États-Unis, en Europe Occidentale et au Japon ne signifie pas que les opérateurs pétroliers de ces régions n'auront pas à investir. Mais la situation est plus complexe. En Europe, à la fin des années 80 la construction d'unités de conversion profonde, capables de transformer directement une partie notable des résidus (atmosphériques ou sous vide) en produits légers, apparaissait inéluctable du fait de la diminution constante de la demande en fioul, mais également d'un approvisionnement en brut que l'on supposait devoir être de plus en plus lourd et sulfureux avec le temps. Au milieu des années 80, Exxon construisait un Flexicoker à Rotterdam et Shell développait une unité d'hydroconversion de résidu sous vide également à Rotterdam dans sa raffinerie de Pernis.
Plusieurs facteurs semblent actuellement contrecarrer cette évolution : • le faible niveau du prix du brut a pour corollaire un prix du fioul
relativement bas, tout à fait compétitif avec celui du charbon. Il n'est donc pas certain que la demande de fioul lourd continuera à diminuer sensiblement,
• l'approvisionnement en brut pourrait ne pas subir de modifications importantes de qualité à court terme. Certes, l'on sait que les réserves de pétrole brut lourd sont plus importantes que les réserves de pétrole brut léger alors que les productions portent plutôt sur les qualités à faible densité. Mais les découvertes récentes au Moyen·Orient de pétroles de degré API élevé, l'augmentation de la production en Mer du Nord au cours des derniers mois, montrent que "l'alourdissement" de l'approvisionnement n'est pas inéluctable,
· l'amélioration des techniques de craquage catalytique permet de traiter dans les FCC des charges de plus en plus lourdes et réduisent donc les
18
L'avenir de l'industrie du raffinage
besoins en unités spécifiques de conversion profonde (à condition que les teneurs en impuretés métalliques soient suffisamment basses).
Un dernier élément important freine le développement de la conversion profonde type Flexicoker ou hydroconversion : la taille des investissements requis (plusieurs centaines de millions de dollars) et la faiblesse des marges de raffinage qui ne permet pas une récupération rapide des dépenses à consentir.
On peut enfin remarquer que le tassement récent des différentiels de prix entre bruts légers et bruts lourds est un autre obstacle aux projets de conversion profonde. De nombreuses raffineries, en particulier aux États-Unis, mais également dans d'autres régions du monde, sont désormais capables de traiter des bruts lourds. Elles cherchent, pour valoriser au mieux leurs investissements, à traiter en priorité des bruts de densité élevée, faisant ainsi augmenter les prix de ces bruts.
10. Investissements liés aux contraintes d'environnement
Au-delà des investissements nécessaires, d'une part pour satisfaire une demande globalement en augmentation, d'autre part pour adapter l'outil de raffinage à la fabrication d'une proportion sans cesse croissante de carburants au détriment du fioul, des investissements supplémentaires sont nécessaires pour faire face aux contraintes d'environnement qui touchent à la fois les émissions des raffineries et la qualité des produits.
L'aspect le plus spectaculaire touche à la qualité des produits. Essence sans plomb à indice d'octane élevé, essence reformulée, gazole à très basse teneur en soufre et fioul lourd à teneur en soufre également réduite obligent les raffineries à des investissements importants et accroissent les coûts de fabrication.
Plus de la moitié de l'essence automobile vendue dans le monde est désormais de l'essence sans plomb. Aux États-Unis et au Japon les ventes d'essences plombées ont quasiment disparu. En Europe, après un décollage assez tardif, en particulier dans les pays du Sud, la progression des ventes de sans plomb est rapide. Depuis le premier janvier 1993 toutes les automobiles vendues dans l'Union Européenne sont équipées de pots catalytiques et ces automobiles doivent impérativement utiliser une essence sans plomb. Ces moteurs sont désormais réglés pour fonctionner avec un carburant d'indice d'octane recherche de 95 minimum. Auparavant, les essences auto étaient additionnés de plomb tetra ethyl, qui permettait un gain de 3 à 5 points d'indice d'octane, selon la qualité de l'essence de départ et la quantité d'additif. L'interdiction du plomb a entrainé pour les raffineurs l'obligation d'accroître de plusieurs points l'indice d'octane clair de leurs carburants. Pour atteindre cet objectif, plusieurs moyens peuvent être utilisés, et sont souvent utilisés concouramment :
• opération des unités de reformage catalytique à plus grande sévérité,
L'avenir de l'industrie du raffinage
• construction d'unités d'isomérisation et d'alkylation qui produisent des composants essence à indices d'octane assez bon ou élevé,
• utilisation de MTBE (Methyl Tertio Butyl Ether) composant à très haut indice d'octane qui résulte de la réaction de l'isobutylène et de méthanol. Certaines raffineries sont équipées d'unités de MTBE (mais les quantités obtenues ainsi sont faibles car la production d'isobutylène dans un FCC est modeste). Des unités importantes de MTBE existent à Rotterdam et à Fos et désormais dans de nombreux pays producteurs de pétrole.
L'essentiel des constructions d'unités nouvelles pour la fabrication d'essences sans plomb en Europe est désormais réalisé. Cet effort de construction (environ 5 milliards de dollars) a néanmoins représenté une dépense équivalente à près de 2 ans d'investissements annuels courants de notre industrie. Il se traduit par un coüt supplémentaire de fabrication de l'essence certes très variable d'une raffinerie à l'autre mais en moyenne de l'ordre de 20 $ par tonne.
Il est frappant de constater que le coüt de fabrication de l'essence a augmenté alors même que le prix de l'essence sur les marchés internationaux est plutôt en baisse. Cette baisse, largement soulignée, explique en partie la faiblesse des marges de raffinage en 1992 : les nouvelles unités de production d'essence ont accru les disponibilités de ce produit alors même que la demande stagnait du fait de la crise économique.
Le nouveau défi posé à l'industrie du raffinage est celui de la fabrication de gazole à très faible teneur en soufre. La teneur maximum de l'ordre de 0.2 à 0.3 % dans _la plupart des pays industrialisés est d'ores et déjà réduite à
0.05 % aux Etats-Unis et sera ramenée au même niveau en Europe en 1996. Les conséquences sous forme de construction de nouvelles unités d'hydrodésulfuration sont importantes et les investissements à
entreprendre sont sans doute du même ordre de grandeur que ceux consentis pour la fabrication d'essence sans plomb.
D'autres contrai!'tes se présentent pour l'industrie du raffinage : essence reformulée aux Etats-Unis à l'horizon 1995, réduction de la teneur en soufre des fiouls lourds, pour laquelle il n'existe pas encore de programme établi mais qui apparaît inéluctable, renforcement des limitations des teneurs en polluants des rejets gazeux et aqueux des raffineries elles-mêmes.
Nous ne mentionnerons id que rapidement, bien que l'enjeu soit considérable, les contraintes de réhabilitation des sites qui pourraient avoir pour conséquence de ralentir les fermetures de raffineries, compte tenu des dépenses que pourraient entraîner les remises en état des sites éventuellement pollués.
L'avenir de l'industrie du raffinage
11. Échanges inter régionaux de produits pétroliers. Les flux de produits Les échanges internationaux de produits pétroliers, bien que beaucoup moins importants que les échanges de pétrole brut, n'en jouent pas moins un rôle fondamental dans l'équilibre entre les ressources et les besoins en produits finis.
Les trois grandes zones consommatrice de pétrole sont également nettement importatrices de produits : les États-Unis, l'Europe Occidentale et l'Asie. A l'inverse, les grandes zones de production de pétrole sont également des zones d'exportation de produits :
- au Moyen-Orient, les neuf pays du Golfe Arabe Persique disposent d'une capacité de raffinage de 220 MT/an et d'une capacité d'exportation (différence entre la capacité nominale et la demande de produits) de l'ordre de 70 MT/ an. Plusieurs raffineries de cette zone : raffineries de Koweït et d'Abu Dhabi, raffineries de Yanbu, de Jubail et de Rabigh en Arabie Séoudite sont largement orientées vers l'exportation.
- en Afrique du Nord, l'Algérie et la Libye ont des surplus notables de produits qui sont exportés vers l'Europe et les États-Unis. Une partie de ces surplus consiste d'ailleurs en résidu atmosphérique, retraité dans les raffineries étrangères.
- le Venezuela et les raffineries voisines de la zone des Caraibes (Antilles Néerlandaises, Iles Vierges, Trinité et Tobago) exportent largement leurs produits vers les États-Unis.
- enfin, l'ancienne Union Soviétique, de par ses capacités massives de raffinage peut exporter et exporte des quantités substantielles de produits. La faiblesse des capacités de conversion explique que ces produits sont souvent des produits de distillation directe : naphta, gazole et résidu atmosphérique. Potentiellement ces exportations pourraient être actuellement très supérieures car les capacités de raffinage sont largement sous utilisées.
Une analyse des flux de produits montre que l'Asie est surtout alimentée par le Moyen-Orient, que les États-Unis importent leurs produits du Venezuela et des Caraibes, alors que l'Europe de l'Ouest était en 1990 un débouché pour l'ex-URSS, l'Afrique du Nord, mais également le Moyen· Orient.
Le développement des raffineries sources ou raffineries à l'exportation, en particulier dans les pays de l'OPEP est un problème largement débattu dans l'industrie pétrolière. L'accroissement des ressources financières des pays producteurs de pétrole à la suite du premier choc pétrolier les a conduit à
vouloir transformer davantage de pétrole en produits sur place, avant son exportation. D'où les constructions de raffineries sources des années 70 et du
L'avenir de l'industrie du raffinage
début des années 80. Mais il est vite apparu que la rentabilité de telles utûtés était limitée dans la mesure où les coûts de construction, dans la péninsule arabe par exemple, sont supérieurs aux coûts dans les pays importateurs et où les coûts de transport des produits sont supérieurs à ceux du brut. En d'autres termes l'exportation du brut est sans doute plus attractive d'un point de vue économique que l'exportation de produits.
12. "L'intégxation" des pays producteurs
C'est pourquoi, les projets de raffineries source se sont faits très rares. Par contre certains pays producteurs développent une stratégie d'acquisition de participations dans le raffinage des pays consommateurs.
- l'Arabie Séoudite en association avec Texaco, dispose aux États-Unis de 3 raffineries. Elle possède également des participations en Corée et vient de prendre 40 % de Pétron aux Philippines. Au total les raffineries étrangères où Arabie Séoudite est présente représentent une capacité de près d'un million de barils/jour (hors rachat récent de la société scandinave OK Petroleum par des intérêts privés séoudiens).
- Le Venezuela contrôle entièrement quatre raffineries aux États-Unis et est présent dans deux autres. En Europe PDVSA, en association 50-50 avec VEBA est présente dans 5 raffineries (dont deux entièrement contrôlées par RUHROEL). Au total le Venezuela est présent dans 18 raffineries d'une capacité de près de 2 Mb/j hors de ses frontières.
Trois autres pays producteurs sont présents dans le raffinage européen : le Koweït qui possède entièrement deux raffineries au Danemark et aux Pays-Bas, la Libye qui possède des participations dans les raffineries de Cremone, de Harburg et de Collombey, Abu Dhabi présent dans le capital de CEPSA en Espagne et qui rachète actuellement une part de OMV société autrichienne propriétaire des raffineries de Schwechat et Burghausen.
Au total les pays de !'OPEP contrôlent, en partie ou en totalité, une capacité de raffinage de l'ordre de 200 MT/an en dehors de leurs frontières. Ceci s'accompagne de droits ou d'engagements à fourniture de brut supérieurs à 110 MT/an. Il s'agit donc pour les pays qui ont choisi cette stratégie d'intégration aval de s'assurer progxessivement des débouchés croissants pour leurs bruts.
La stabilisation de la demande aux États-Unis et en Europe Occidentale ne laisse pas entrevoir un accroissement substantiel des importations nettes de produits dans ces deux régions. Par contre les besoins en produits de l'Asie ne pourront sans doute être que difficilement satisfaits par les projets de construction en cours. Il est donc très possible que cette zone, d'une part ait à
accroître ses importations de produits finis, à partir du Moyen-Orient mais peut être également de la Méditerranée et de la Côte Ouest des États-Unis, d'autre part soit le nouveau théâtre d'un partenariat dans le raffinage entre les pays producteurs du Moyen-Orient et les sociétés locales comme
L'avenir de l'industrie du raffinage
l'exemple des Philippines et les négociations passées ou en cours entre l'Arabie Séoudite et le Japon ou la Corée le montrent.
13. Conclusion
La faiblesse des marges de raffinage reste sans doute le problème numéro un de notre industrie. L'impossibilité, sauf cas de protection du marché, d'assurer une rentabilité convenable à des raffineries entièrement nouvelles risque de ralentir les investissements nécessaires pour faire face à
une demande croissante au niveau mondial.
En Europe, où il ne s'agit pas de construire de nouvelles raffineries mais d'équiper les usines existantes des installations nécessaires pour faire face aux contraintes de structure de la demande, de qualité des produits et d'environnement, le financement de telles installations n'est pas acquis. Il est d'autant moins acquis que le coO.t supplémentaire de fabrication des produits ne se répercute pas dans les prix. Nous avons déjà souligné qu'au moment même ou la production d'essence sans plomb est en plein développement son prix s'est affaissé sur les marchés internationaux.
Notre industrie est sans doute au milieu du gué. A moyen terme on peut sans excès d'optimisme imaginer qu'un équilibre offre-demande très resserré raffermira les marges et permettra de rentabiliser les nouveaux investissements. Mais ceux-ci auront-ils été partout effectués à temps ?
PRODUCTION
MONDIALE D'ENERGIE
9 000 , Mtep
8000
7000
Electricité
6000Gaz
5000
4000
Pétrole
3000
2000
1 000
Charbon
0
1930 1935 1940 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990
DEMANDE MONDIALE D'ENERGIE COMMERCIALE
(10
9
tep)
1980
1990
2000
2010
2020
PETROLE
3.0
3.1
3.7
4.2
4.8
GAZ
1.3
1.7
2.3
2.9
3.6
CHARBON
1.8
2.2
2.6
3.2
3.7
NUCLEAIRE
0.15
0.45
0.6
0.8
1.1
HYDRAULIQUE
0.45
0.55
0.8
0.9
1.1
et autres énergies
I
TOTAL
1
6.7
1
8
110
T
~2
Pl
Source : Divers
DUREES DE VIE DES RESERVES DE BRUT
Durées de vie
Quantités
au rythme
actuel de la
consomm.
Réserves prouvées
135 Gt
42
Réserves de bruts conventionnels
restant
à
découvrir
70-85 Gt
22-27
Accroissement du taux de
récupération
99-104
31
-de 30
o/o
à
40
o/o
Gt
33
Bruts non conventionnels:
sables asphaltiques canadiens
bruts extra-lourds vénézueliens
77Gt
24
~
-:
TOTAL
1
381 · 401 Gt
1
119 -126
1
Source: d'après Dpt. Economie. Février 93
Capacité de raffinage en millions de tonnes
en
1982, 1993
et projets futurs
·,
952r
~ ~ ( )
890
li~
~-[7
740
~i
~-17
%~-Etats-Unis+ Canada
I i " c"'9
1 Europe Centrale+ ex-URSS
413
~
374
-~142
Amérique Latine
0Afrique + Moyen-Orient
1982 '//////, 3908 Mt 1993 ~~~~~ 3642Mt Projets 327 Mt (nouvelles raffineries ou extensions)Capacité de raffinage, brut traité, demande
(Mb/j)
11111
Capacité
20
1fflm
Brut traité
fll
Demande
15
10
5
0
20]
115
10
5
0
Asie-Pacifique
Source: Oil
&Energy Trends
1982
Eur. de l'Ouest
1992
©
CEG-IFP. Juin 94
I
CONSOMMATION PETROLIERE D MONDE
I
1992**
1978*
1972*
PRODUITS
MT
Part du
Part du
Part du
total%
MT
total%
MT
total%
CARBURANTS
786
29
661
27
564
26
DISTILLATS MOY.
953
35
745
30
601
28
FUEL OIL LOURD
512
19
705
28
679
31
- AUTRES
- 486
- 18
369 ·
· 15 - -335
15
--1
TOTAL
l
2
73711~0
l
2
480
J
100
l
2
179 , 100
1
Source: d'après BP Statistical Review. • Hors CEI, Europe de l'Esl et Chine
O Hors CEi et Europe de l'Esl
© CEG-IFP. Aoilt 93
-
-802.A
-Taux de
conversion*
en 1975 et 1993
Amérique Latine
•
V
Europe de l'Ouest
'ict--r"' ~Afrique~
/Ô
"'
)'
*
capacité équivalente FCC rapportée à la distillation atmosphériqueCOUT DU RAFFINAGE - 1994
($/t)
Raff. simple
Raffinerie
Raffinerie
sans
conversion
conversion
•conversion
classique
profonde
5Mt/ an
8Mt/ an
8 Mt/an
Catalyseurs + Produits chimiques
1.0
2.0
3.0
(+ 50
%
pour la conversion profonde)
Frais financiers à court terme
1.5
1.5
1.5
TOT AL DES COUTS VARIABLES
2.5
3.5
4.5
(hors utilités)
Personnel
2.6
3.6
5.4Entretien
4.6
7.4
12.3
Autres frais fixes+ frais de siège
2.3
3.7
6.1
Amortissement économique
3.8*
6.3*
23.0
TOT AL DES COUTS FIXES
13.3
21.0
46.8
TOTAL(*)
(hors utilités)
15.8
24.5
51.3
I
Utilités
1
2.8
1
4.2
j
7.0
j
(*) comprend seulement 25% de l'amortissement économique (sauf conversion profonde)
MARGES BRUTES DE RAFFINAGE
$/b
(Raffinerie avec cracking - Europe du nord ouest)
12,00
9,00
-ARABE LEGER
-
-
- BRENT BLEND
6,00
3,00
,
0,00
Prix du brut : CAF Europe
Prix des produits : FOB Rotterdam
-3,00
1/82 1/83 1/84 1/85 1/86 1/87 1/88 1/89 1/90 1/91 1/92 1/93 1/94
©
CEG-IFP.
Juin
94
655.A*14
-CAPACITE DE RAFFINAGE
FERMETURES ET EXTENSIONS
Capacité
Fermetures
installée
1993
Mt/an
1/1/94
CEI
+
Europe de l'Est
640
1
Amérique du Nord
848
3
Europe Occidentale
709
8
Extrême Orient
568
-Amérique Latine
374
-Moyen Orient
251
-Afrique
142
4
Chine
110
-Augmentation
de la capacité
prévue (93-97)
17
7
7
182
42
55
17
-- - - -- ------I
TOTAL
1
3642
1
16
1
327
1
Source : d'après Oil
&
Gas Journal
et
Petroleum Economist
INVESTISSEMENTS DU RAFFINAGE FRANCAIS
POUR L'ESSENCE SANS PLOMB
GONFREVILLE
IS0/340MF MARDYCK
n
DN/lSOMFIS0/45DMF
, PORT-IBROME 11111
fi
gRA VENCHON "'"-"-~ALKY/350MF1111
ISO/lOOMFPE'ITI'-COURONNE"
fi
fi
REISCHTEU
O
• GRANDPUITS""11
'
fi
HYD/100 MFIl
DONGES
REFR/SSOMFTOTAL: 5.2 Milliards de francs dont 4.3 entre 91 et 94
REFR ; réformeur régénératif catalytique
ISO : isomérisation
ALK : alkylation
MTBE : méthyltertiobutylether HYD; hydrotraitement des essences
DIV : autres (fractionnement ... ) • Projets envisagés
•• Hydrotraitement + reformage de la coupe de coeur
Source: d'après
DHYCA.1992EVOLUTION DE LA TENEUR EN SOUFRE MAXI DU GAZOLE
USA
.
EUROPE
GAZOLE ROUTIER GAZOLE DE CHAUFFAGE
1992
0.2
0.3
0.3
1/10/1993
0.05
(sauf(Allemagne, Benelux, Danemark = 0.2) petites raffineries)
1/10/1994
0.2
0.2
1/10/1996
o.os•
1/10/1999
0.1
INVESTISSEMENTS
REQUIS
$
3 MILLIARDS
$ 3 MILLIARDS
cours
SUPPLEMENT AIRES
$10à 20 / TONNE
•introduction progressive du 0.05 dès 1993 - 25 % du gazole routier à 0.05 dès 1995
147.A
FLUX DE PRODU1TS PETROLIERS
Millions de tonnes par an
Principales zones d'importation
1992
Importations Exportations Importations nettes
Amérique du Nord
94
58
36
Europe OCDE
82
3448
Asie (sauf chine)
113
38
75
Principales zones d'exportation
1992
Exportations Importations Exportations nettes
Amérique Latine
46
9
37
Moyen Orient
68
2
66
Afrique
36
7
29
Europe de l'Est et
40
17
23
Chine
Source : BP Statistical Review
©
CEG-IFP.
Juin
94
1
1
Carte des principaux flux de produits pétroliers
1990 (Millions de tonnes)
V
,>
LE RAFFINAGE DE
L'OPEP
A L'ETRANGER
Capacité
COMPAGNIE
installée
Part OPEP
Mb/i
ABU DHABI
AUTRICHE/ OMV
282
19,60%
ALLEMAGNE
ESPAGNE
CEPSA
360
10%
ARABIE SEOUDITE USA
ST AR ENTERPRISE
625
50% (50% TEXACO)
COREE
SSANGYONG
146
35%
PHILIPPINES PETRON
147
40%
KOWEIT
DANEMARK
KPC56
100%
PAYS-BAS
KPC
75
100%
LIBYE
JTALIE
TAMOIL
95
45%
ALLEMAGNE HOLBORN
78
30%
SUISSE
COLLOMBEY
72
45%
VENEZUELA
USA
CITGO
569
100%
Autres
443
30-100%
ALLEMAGNE RUHROEL
716
BELGIQUE/ NYNAS
62
50% (50% NESTE)
SUEDE/ RU
Source : Pétrostratégies. 23 mai 94©
CEG-IFP. Juin 94
672.M-!.'avenir de l'industrie du raffinage
IMPACT DES CONTRAINTES D'ENVIRONNEMENT
QUALITÉ DES PRODUITS ET ÉMISSIONS DES RAFFINERIES
1. Introduction
P. GUERARD • ELF
(Chef de la Division Stratégie)
Aujourd'hui, la nécessité de respecter les normes imposées par l'environnement conditionne une grande partie des investissements des raffineurs, qui sont appelés à améliorer la qualité de leurs produits et à limiter les émissions polluantes sur les sites.
Durant la décennie 1990-2000, si l'on suppose que les spécifications sur les essences ne deviendront pas plus sévères, l'industrie du raffinage européenne (102 raffineries) devra déjà dépenser 23 milliards
de
dollars en investjssement, dont 15 milliards en maintenance et 8 milliards pour répondre aux évolutions quantitatives et qualitatives de la demande. En effet, il faut augmenter le nombre d'unités de conversion et améliorer la qualité des produits pour répondre à une demande en hausse d'essence sans plomb et de produits à basse teneur en soufre (0,05 % pour le gazole dès octobre 1995, 0,1 % pour le fioul domestique pour octobre 1999 probablement, production plus élevée de fioul BTS).Et, si les contraintes environnementales se renforcent, les raffineurs devront faire face à des dépenses supplémentaires. Notre présentation sera plus particulièrement orientée sur les essences ; on évoquera le cas des distillats et le problème des autres rejets que sont les eaux usées et les poussières.
On fera souvent référence aux tableaux présentés lors de la conférence.
2. Fabrication des essences et améliorations possibles
Rappelons que les essences doivent répondre à de nombreuses spécifications, qui concernent la teneur en soufre et celle en benzène. la proportion de composés oxygénés, la tension de vapeur RVP et le point de distillation. De plus, on doit s'attendre à une limitation des teneurs en aromatiques et en oléfines, dans un proche avenir.
L'avenir de l'industrie du raffinage
En ce qui concerne les émissions rejetées par les moteurs (cf. tableau "Effets de la composition des essences sur les émissions"), seuls les hydrocarbures imbrô.lés, le monoxyde de carbone et les oxydes d'azote sont aujourd'hui réglementés. Pour améliorer la qualité de l'air, on cherche à
-> réduire les émissions de benzène et d'hydrocarbures totaux ; ce qui implique la diminution des aromatiques, du benzène notamment,
-> réduire les émissions de vapeur (liées à la tension de vapeur), -> réduire les émissions de 502,
-> réduire les oléfines dans les émissions pour limiter la formation de "smog" photochimique.
La fabrication des essences est relativement complexe puisqu'il existe différentes bases possibles, qui sont plus ou moins soufrées et qui comportent des proportions variables en différents hydrocarbures.
Les aromatiques, benzène inclus, proviennent essentiellement du réformat. La teneur en aromatiques dépend du type de réformage et de la nature du brut. Par exemple, les bruts de Mer du Nord contiennent beaucoup de benzène et autres aromatiques par rapport aux pétroles du Moyen-Orient. L'essence lourde de FCC contient aussi beaucoup d'aromatiques.
Les oléfines se trouvent dans les essences, légères et lourdes de FCC et dans le naphta de craquage thermique.
Le soufre provient essentiellement des essences lourdes du craquage catalytique; la teneur en soufre de ces essences dépend, à son tour, de la teneur en soufre de la charge du FCC.
La tension de vapeur varie, en particulier, avec le pourcentage de butane contenu dans l'essence.
Il faut donc examiner, successivement, chaque spécification.
2.1. Les solutions pour améliorer la qualité des essences
En ce qui concerne Je benzène. le constituant à réduire en priorité, il existe principalement ttois solutions (selon que l'on se place à l'entrée ou à la sortie de l'unité de réformage) : l'ajustement préalable du point initial dans la charge, ou, ultérieurement, l'extraction du benzène ou l'hydrogénation du réformat léger.
Il existe deux façons de réduire les autres aromatiques, toluène
et
xylènes. D'une part, ils peuvent être séparés du benzène extrait de l'essence de réformat, puis déalkylés en benzène à traiter à son tour (cf. schéma) : cette solution présente l'inconvénient de consommer de l'hydrogène et elle est d'un coOt élevé. D'autre part, on peut envisager de remplacer une partie duL'avenir de l'industrie du raffinage
réformat par des composés oxygénés (MTBEl, ETBE2, TAME3); mais la moindre utilisation du réformage entraîne une diminution de la production d'hydrogène, indispensable pour l'hydrotraitement des distillats et l'hydrocraquage.
Quant aux oléfines. celles qui sont présentes dans les essences légères de PCC peuvent servir à la synthèse des composés oxygénés (éthers) à partir de l'isobutène et des pentènes. Les oléfines issues des essences lourdes de PCC peuvent être diluées par d'autres bases non oléfiniques (composés oxygénés, isomérat, alkylat).
Le soufre provient des essences de FCC. Comme dans le cas du benzène, le raffineur est devant l'alternative "avant ou après". En effet, on peut désulfurer soit la charge de craquage, soit l'essence lourde de PCC. La première solution contribue à augmenter le nombre d'octane et permet d'obtenir parallèlement du gazole à basse teneur en soufre, mais elle est plus coû.teuse en investissement et en énergie. La seconde solution, moins onéreuse, conduit à une baisse de l'indice d'octane de 2 points, qui oblige à
"ajouter de l'octane" ultérieurement.
Remarquons enfin que les spécifications de la tension de vapeur, fonction du pourcentage de butane et du point de distillation, peuvent être atteintes sans difficulté.
2.2. Le coftt de la qualité des essences pour le raffineur
Nous reprenons ici les résultats d'une étude effectuée en septembre-octobre 1993 à la demande du Ministère allemand de l'Environnement. Les valeurs des investissements sont données avec des fourchettes extrêmement larges. Certaines spécifications considérées (aromatiques) sont encore du domaine de l'étude et ne seront pas soumises à la Commission Européenne avant 1995·1996, pour une éventuelle mise en application en l'an 2000.
a) Méthodologie d'évaluation des coûts de raffinage
L'industrie européenne du raffinage a fait l'objet de simulations selon deux approches différentes.
D'une part, on a étudié un modèle régional, qui simule l'offre et la demande dans trois régions (Europe du Nord, zone atlantique, zone méditerranéenne). On traite les mêmes bruts que les raffineries actuelles, dans des proportions variables selon la région: 50 % de Brent pour la zone atlantique contre plus de la moitié de bruts du Moyen-Orient pour la zone Méditerranée (cf. tableau "Bruts traités"). Comme il peut exister des
I Mélhyl Tertio-Butyl Elher (CH3)3·CO- CH3
2 Ethyl Tertio B utyl Ether
3Tenio Amy! Mélhyl Ether C2Hs.(CH3)2-C-O-CH3
